12 Internacional International Abengoa, Acciona, ACS Cobra y Grupo Lacor se suman al Consorcio creado para impulsar las renovables en África El Consorcio de Promoción Internacional de la Industria Española de Energías Renovables en el Sur de África, iniciativa pionera dentro de la nueva diplomacia económica española, ha anunciado la incorporación de cuatro nuevos miembros: las multinacionales españolas Abengoa, Acciona y ACS-Cobra, y las empresas aragonesas del Grupo Lacor. Con estos nuevos socios, son ya 20 las empresas que forman parte del Consorcio. Con estas nuevas incorporaciones el Consorcio se consolida como un interlocutor de primer orden en cuanto a la internacionalización de la industria de energías renovables se refiere, sumando entre todos sus asociados más de millones de euros de facturación anual en 2012 y una potencia instalada superior a los 24 GW, en diversas tecnologías. Abengoa, Acciona, ACS Cobra and Lacor Group join the Consortium created to drive renewables in Africa The Consortium for the International Promotion of the Spanish Renewable Energies Industry in southern Africa, a pioneering initiative in Spain s new economic diplomacy, has announced that four new members are joining: the Spanish multinationals Abengoa, Acciona and ACS-Cobra, and the Aragon-based companies in the Lacor group. With these new partners, the Consortium now has 20 member companies. These new members consolidate the Consortium as a player of the first order in terms of the internationalisation of the renewable energies industry, with its associate companies combined 2012 turnover totalling more than 28 billion, and total installed capacity of more than 24 GW, in a range of technologies. Noticias News Abengoa desarrollará una nueva planta solar de 100 MW en Sudáfrica Abengoa ha sido seleccionada por el Departamento de Energía (DOE) de Sudáfrica para desarrollar Xina Solar One, una planta solar de tecnología cilindroparabólica de 100 MW con cinco horas de almacenamiento de energía térmica en sales fundidas. Este proyecto forma parte de la mayor plataforma de energía solar en África junto a KaXu Solar One, una de las plantas termosolares que Abengoa se encuentra construyendo actualmente en el país.el nuevo proyecto de Abengoa se ubicará cerca de la ciudad de Pofadder, en el norte de la provincia de Northern Cape, junto a KaXu Solar One. Ambas plantas cilindroparabólicas de 100 MW cada una integrarán el mayor complejo de energía solar del continente africano. La propiedad de esta nueva planta pertenece a un consorcio, del cual Abengoa controla el 40 %. El resto de integrantes del consorcio son Industrial Development Corporation (IDC), Public Investment Corporation (PIC) y KaXu Community Trust. El comienzo de la construcción de Xina Solar One está previsto en Abengoa will develop a new 100 MW solar plant in South Africa Abengoa has been selected by the Department of Energy (DOE) of South Africa to develop Xina Solar One, a 100 MW parabolic trough plant with a five-hour thermal energy storage system using molten salts. This project will form the largest solar complex in Africa together with Abengoa s plant KaXu Solar One that is currently under construction in the country. Abengoa s new project will be constructed close to Pofadder, a city in the north of the Northern Cape Province, next to KaXu Solar One. These two 100 MW plants will jointly shape the largest solar complex in Africa. Xina Solar One will belong to a consortium, 40% of which is controlled by Abengoa. Other members of the consortium are the Industrial Development Corporation (IDC), the Public Investment Corporation (PIC), and KaXu Community Trust. Xina Solar One s construction is expected to begin in Iberdrola Ingeniería pone en marcha un ciclo combinado en Argelia de MW Iberdrola Ingeniería ha culminado la puesta en marcha de la central de ciclo combinado de Koudiet, en Argelia, tras realizar el encendido del tercer grupo de esta gran instalación de generación, que suma un total de MW de potencia. La compañía ha desarrollado este proyecto en colaboración con General Electric, en el marco de un contrato de M que les fue adjudicado por SKD, sociedad formada por Sonelgaz y Sonatrach, empresas argelinas de gas y de electricidad e hidrocarburos. El acuerdo incluía el diseño, la compra de equipos, la construcción y el montaje de la planta. Koudiet es una central de ciclo combinado de gas-vapor y está formada por tres grupos de 400 MW de capacidad unitaria. La instalación será capaz de suministrar energía a cerca de cuatro millones de habitantes de Argelia, que representan el 18% de todo el consumo eléctrico del país. Iberdrola Ingeniería commissions the 1,200 MW Koudiet combined cycle plant in Algeria Iberdrola Ingeniería has completed the commissioning of the Koudiet combined cycle plant in Algeria, after switching on the third unit of this large generation facility, with a total capacity of 1,200 MW. The company has carried out this project in partnership with General Electric, under a 1.47 billion contract awarded by SKD, a corporation set up by Sonelgaz and Sonatrach, Algerian gas, electricity and hydrocarbon companies. The agreement included the design, equipment procurement, construction and assembly of the plant. Koudiet is a gas-steam combined cycle plant consisting of three units, each with a capacity of 400 MW. The facility will supply energy to nearly four million people in Algeria, representing 18% of the country s total electricity consumption. 12

13 LA REFORMA ELÉCTRICA (I). UN LABERINTO CON PUNTO DE INFLEXIÓN El nuevo ejecutivo se ha propuesto dar un paso de gigante para acabar con el déficit tarifario que año tras año pone en jaque la gestión integrada del sector eléctrico español. Aún cuando los veteranos afirman que siempre hubo un déficit eléctrico, a nadie se le escapa que el actual no solo sobrepasa lo razonable - hasta dónde lo es endeudarse?- sino que se trata de una espiral sin fin, alimentada por la propia financiación de la deuda. Ante este panorama de cirugía inevitable, lo necesario es emplear instrumentos para extirpar el mal sin matar el cuerpo. Escribimos este primer artículo con la publicación del Real Decreto Ley 9/2013 y los borradores que han conllevado el último informe de la CNE y los de varias asociaciones sectoriales sorprendidas con la orientación de las medidas que sostienen la reforma. Tenemos empresas con beneficios y otras en quiebra, profesionales prejubilados o activos ya fuera del país. Mientras diseñamos el futuro analizando los flujos monetarios del presente y pasado, mientras nueva terminología económica predomina en el lenguaje de la organización de las infraestructuras eléctricas, razonemos un poco lo que realmente vale lo que tenemos y los riesgos que debemos asumir al emprender medidas de semejante calibre. Quizás haya alguna que otra variable crítica que olvidamos en la ecuación Cristina Soler - SPIN UP THE ELECTRICITY REFORM (I). A MAZE WITH A TIPPING POINT The new government has set itself the task of making inroads into ending the tariff deficit which year after year prevents an integrated management approach to the Spanish electricity sector. Even when the old guard states that there has always been an electricity deficit, it escapes nobody s notice that the current one is far bigger than reasonable what is a reasonable amount of debt? and that it is a never-ending spiral, fed by the financing of its own debt. In this scenario where surgery is unavoidable, we need to use instruments to cut out the unhealthy flesh without killing the body around it. We are writing this article on the publication of Royal Decree 9/2013 and its draft versions which have led to the latest report, written by the National Energy Commission (CNE) and those of several trade organisations, all surprised by the direction of the measures upheld in the reform. We have companies in profit and others in bankruptcy, professionals who have taken early retirement and those working outside the country. While we design the future, analysing the money flows of the present and the past, while new financial terminology predominates in the lexicon used for organising electricity infrastructure, let us consider for a while the real value of what we have and the risks we should take when taking on measures of this importance. Perhaps there is more than one critical variable we are omitting from the equation. Cristina Soler - SPIN UP Panorama Panorama En mi natal Barcelona gozamos de una fabulosa casa de campo con un noble jardín al que podemos acceder con pocas restricciones. En la inmensa y bien cuidada extensión del terreno, para goce y descanso de los visitantes, que hace más de dos siglos acogió un banquete de la realeza, destaca la alineación de cierta vegetación entrecortada en múltiples senderos que se trazan con ella. El que se adentra, bajo un gran arco vegetal, se ciñe al paso entre muros de cipreses. Después de así entretenerse y dar más de una vuelta sobre sus pasos, llega a una acogedora plaza circular, rodeada de más arcos ciprestales, con una bella escultura de mármol y algunos bancos de piedra para contemplarla mejor. No es la salida, es un descanso en el arduo y juguetón paseo para encontrar la salida. Está cerca, pero solo otro recorrido más corto que el anterior pero de semejantes características le llevará, a través del arco de salida, a un diminuto estanque con sus peces rojizos y renacuajos de rigor, frente a una cueva artificial con una fuente donde es ya casi inevitable fotografiarse. Qué tiene esto que ver con la reforma eléctrica? Me parece un vivo retrato de los caminos que nos ha abierto el sector eléctrico español al plasmarse en el ordenamiento jurídico del Estado. Desde que se dejó entrar en el negocio eléctrico a tantos particulares y agentes de mercado como una rentabilidad razonable de proyectos propició, los ingenieros que proyectamos y pusimos en servicio centrales de generación ajustándonos a su legalidad y eficiencia, debemos contrastar la explotación con una regulación que nunca dejó de reinventarse al paso de la puesta en marcha de tecnologías y de potencia. Dónde estamos ahora? Near my home city of Barcelona we take pleasure from a fabulous house in the country with a mature garden which we can enter with few restrictions. In the vast and well-looked after space, there for the enjoyment and relaxation of visitors, and which over two centuries ago hosted a royal banquet, you notice an alignment of foliage divided up by multiple pathways running through it. As you go in, under a high green arch, the path is flanked by walls of cypresses. After entertaining yourself by wandering more than once along the paths, you reach a pleasant circular area, surrounded by more cypress arches, with a beautiful marble sculpture and some stone benches to look at it the better. It is not the way out; it is a restful pause on the arduous yet light-hearted journey to find the exit. It is close, but only another route, much shorter than the former but of similar characteristics, will take you through an exit arch to a tiny pool with its customary red goldfish and tadpoles, opposite an artificial grotto with a spring where you almost feel obliged to take photographs. What has all this got to do with the electricity reform? It reminds me clearly of the paths the Spanish electricity sector has opened up to us in the writing of the State s legislation. Ever since as many individuals and market agents were allowed to enter the electricity business as a reasonable profitability for the projects attracted them, we engineers who designed the projects and put energy plants into service, in line with legal and efficiency requirements, have had to match operations with legislation that never stops reinventing itself as and when technologies come on line and capacity too. Where are we now? 13

15 del siglo XXI, el progresismo ejecutó una clara apertura a las renovables eólica y solar. En estas fechas, los ciclos combinados habían seguido a su paso el largo camino trazado y ocuparon ya mesas de despachos para construcción, incluso para puesta en servicio. A la par, un curioso guiño al sector agrícola, ganadero y de residuos había puesto en efervescencia a biomasas, biogases, fangos y purines en el escenario eléctrico. La cogeneración (la gran revelación de los primeros autogeneradores con un plus en política industrial) se quedó estancada en sus vaivenes: el alza del coste del crudo frente a la bajada de los precios del usuario; dar servicio a un usuario consumidor calificado o producir para la red; los ciclos combinados en competencia tecnológica eficiente pero la cogeneración en el saco de las renovables (?); la producción térmica condicionada a una producción eléctrica La variable tiempo (esa clave en planificación) se aceleró en cada Project Finance aprobado y se despistó en algún que otro trámite regulatorio. Resultado: se nos escapó la clásica planificación energética. La regulación no tuvo fuerza para controlar un desarrollo sostenible de las tecnologías y las políticas económica, social y/o transfronteriza no se pronunciaron frente al impacto que iba a tener tanta construcción sin demanda. Tanta actividad en el sector de generación eléctrica, tanta incentivación a tanto proyecto, tanto propósito de crear un mercado eléctrico, tanto análisis de rentabilidades razonables... tanto para acabar con un superávit de capacidad instalada en un sistema peninsular conectado por un par de cables con el resto de Europa. Técnicamente es así: podríamos ser los mejores del continente en mix de tecnologías de generación (si es que no lo somos), pero la incapacidad de colocar nuestra potencial producción en el mercado nacional e internacional ha superado las previsiones de la regulación. Un déficit sectorial de más de M (mayo 2013) El déficit del sector eléctrico se ha vuelto estructural: los costes asociados a las actividades reguladas y al funcionamiento del sector (aquella parte de ingresos más o menos previsibles que decantaron las preferencias por los Project Finance o por el desarrollo de infraestructuras) superan a la recaudación prevista para sufragarlos a través de los peajes que luce toda factura eléctrica al consumidor. Seen from a distance, energy policy in the eighties, in the area of electricity, was without a doubt, excellent. In the nineties we reaped the harvest of the seeds that had subsequently germinated. The big plants were regulated under the ordinary framework, while under the special framework were the whole diaspora of electrical installations connected to distribution grids and, in any event, the new renewables. The train had got underway, full of kw of capacity for the grids, full of kwh of energy for all those with an electrical connection, full of pesetas, and then of euros, for all the investors and other new adventurers in the electricity sector Progress was unstoppable. In the technological arena we invented, tested and learned a lot. Lots of installed capacity, not much demand to satisfy At the end of the 20th century, populism resulted in a lowering of tariffs for consumers; at the beginning of the 21st century, progressive politics give rise to a complete opening up to wind and solar renewables. In these periods, combined cycles had followed along behind the long road marked out and now occupied the tables of offices for construction, and even for putting into service. At the same time, an odd gesture towards arable farming, stockbreeding and waste sectors had brought to the boil biomass, biogases, sludges and slurries in the electricity scene. Cogeneration, or combined heat and power, CHP (the great revelation of the first self-generators with a plus in industrial policy) was stuck in its ups and downs: the rise in the cost of crude set against the drop in user prices; servicing a qualified consumer user or producing for the grid; combined cycles in efficient technological competition but cogeneration in the same pot as the renewables (?); thermal production conditioned by electricity production. The time variable (that key element of planning) speeded up in every Project Finance scheme approved and got lost in many a regulatory paperwork process. Result: we neglected energy planning in the strict sense of the word. Legislation was not strong enough to keep a hold over sustainable technological development, while economic, social and/or cross-border policies said nothing about the impact that so much construction, without demand, was going to have. So much activity in the electricity generating sector, so many incentives for so many projects, so great an intention to create an electricity market, so much analysis of reasonable profit streams all to end up with a surplus of installed capacity in a peninsular system connected by a couple of cables to the rest of Europe. Technically it s like this: we could be the best on the continent as far as the generating technology mix goes (if we are not already), but the inability to make our potential production available on the national and international market has won out over legislative forecasts. Panorama Panorama A sector deficit of over 26 billion (May 2013) The electricity sector deficit has become structural: the costs associated with regulated activities and how the sector works (that more or less foreseeable part of the revenue streams which showed preference for Project Finance or for infrastructure development) is greater than the income provisions to pay for them through the tolls which every electricity bill passes on to the consumer. With this situation it is understandable that the government has decided to take drastic economic measures La reforma eléctrica deja en total suspenso el régimen especial, que agrupa un tercio de la potencia de generación instalada en España, que se corresponden al 60% de nueva potencia con inversión no amortizada. El RD Ley 9/2013 inicia la exposición de motivos con el fomento de renovables y la eficiencia energética, pero su disposición derogatoria única completa la tendencia normativa iniciada con el RD Ley 1/2012, de suspensión del apoyo a este tipo de instalaciones. The special framework hanging completely in the air, under which a third of Spain s installed generating capacity is regulated, which is also 60% of the new capacity whose investment that has not been amortised. Royal Decree 9/2013 begins the explanation of the reasons citing the promotion of renewables and energy efficiency, but its cancelling out of earlier legislation completes the trend begun with RD 1/2012, of suspending support for this kind of facility. 15

16 Panorama Panorama Con esta realidad es comprensible que el ejecutivo haya decidido tomar drásticas medidas económicas a través de múltiples ejercicios específicos ajustando los millones de euros de una partida u otra, tanto en los costes como en los ingresos. En la exposición de motivos del Real Decreto Ley 9/2013, de 12 de julio, por el que se adoptan medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico, quedan claros los órganos intervenidos y los instrumentos empleados. El esfuerzo de recapitulación de parte del desarrollo legislativo derivado de la Ley 54/97 del sector eléctrico, con el propósito de cuadrar las cuentas, junto a la exposición de los cambios que induce o conlleva el propio RDL9/13 merecen ser leídos, por más que se extienda en 13 páginas. Además de ser un mal en cierto modo endémico, el gran problema del déficit es que genera una total confrontación entre el negocio (entiéndase bien) de la generación eléctrica con renovables, cogeneración y residuos frente al de la generación convencional. Cualquiera podría preguntarse, siendo el negocio eléctrico una simple cuestión de kwh -unidad de energía obligatoriamente medida con contadores homologados en todos los puntos de producción- irremediablemente conducidos por una red -con sus pérdidas, sin duda, pero sin riesgos de fuga de bienes-, por qué cuesta tanto saber lo que a cada cual le corresponde y lo que cada cuál supone? Por qué tanta discusión, desacuerdo y confrontación? Los parámetros fijos del sistema bloquean la solución Mientras el sistema eléctrico es irremediablemente integrado, esto es, físicamente delimitado (está claro donde se generan, donde se conducen y donde se consumen los bienes) el sistema económico asociado es, de entrada, sesgado. Se separan las actividades de generación, de transporte, de distribución y de comercialización (venta al consumidor). En los extremos tenemos reglas de mercado, en el medio la regulación total y ninguna de las actividades tiene posibilidad de configurarse sostenible por sí sola. La actividad eléctrica no puede hacerse de forma plenamente autónoma en la gran mayoría de los casos. La electricidad no es un producto fácilmente gestionable para cada usuario, pudiendo él mismo decantarse por uno u otro suministro, de una u otra forma, en uno u otro momento. Y tampoco puede un productor generar lo que le tercie cuando le tercie, almacenando si cabe el sobrante (a excepción de las centrales hidráulicas de bombeo y de otras configuraciones para con la energía solar). La disponibilidad de la materia prima (el recurso) condiciona mucho más a las renovables (que están afectadas por el clima) que a los combustibles, etc. Son tantos los condicionantes tecnológicos, geográficos y de proyecto de la simple producción eléctrica que difícilmente puede homogeneizarse en un único parámetro el coste de generación. Pero el diseño económico de los flujos eléctricos así lo ha deseado. El precio base horario de la electricidad generada y vertida a la red es el mismo en todo el sistema. Y dado que deben tener prioridad de despacho los recursos renovables (por su gratuidad de materia prima) y la producción nuclear (por su dificultad de arranque y paro, otra vez la variable tiempo), el mecanismo de mercado nos lleva a que producir un kwh pueda valer cero. Gratis? No, no es gratis, vale cero pero no cuesta cero hay que pagarlo!!! Incluso las infraestructuras de renovables tuvieron su coste de inversión y tienen sus costes de operación y mantenimiento. Hay así una condición en la economía de la generación que, ya de entrada, desencadena la necesidad de inventarse mecanismos compensatorios de los desequilibrios que ella misma genera en las diferentes centrales y tecnologías. Surgen conceptos relacionados con el servicio (garantía de potencia, control de reactiva, etc.) y con using multiple specific exercises by cutting millions of euros from one budget item or another, both in costs and in revenue. In the explanation of reasons for Royal Decree 9/203, dated 12th July, which adopts urgent measures to guarantee financial stability in the electricity system, it is clear which bodies are regulated and which instruments have been employed. The effort to summarise part of the electricity sector s legislative history, starting from Law 54/97, with the aim of making the accounts add up, together with the explanation of the changes that Royal Decree 9/13 will induce or implicitly bring about, deserves to be read, even though it takes up 13 pages. As well as being a problem to a degree endemic, the big issue with the deficit is that it generates total confrontation between the business (as properly understood) of electricity generation with renewables, CHP and waste against that of conventional generation. Anyone might ask themselves, if the electricity business is simply a question of kwh, a unit of energy that is measured on a mandatory basis by standardised meters at all production points, that are always connected by a grid, with its losses to be sure, but without risk of asset flight, why it is so terribly difficult to know what belongs to each party and what each party represents? Why is there so much argument, disagreement and confrontation? The system s fixed parameters block the solution While the electricity system is inextricably integrated, ie. has physical definitions (it s clear where generation is happening, where the assets are taken and where they are consumed), the economic system linked to it is, from the outset, not impartial. The activities of generating, transport, distribution and commercialisation (sale to the consumer) are separate. At the extremes we have market rules, in the middle total regulation and none of the activities can be configured as sustainable on its own. In the vast majority of cases, electricity cannot be produced in a fully independent way. Electricity is not a product that can be easily managed by each user, with the latter choosing one or another supply, by one or other delivery method, in one or other moment. Neither can a producer generate what they like when they like, storing the surplus if they have room (apart from hydro pumping plants and other configurations for solar energy). The availability of raw material (the resource) conditions renewables much more (since they are affected by the weather) than it does fuels, etc. There are so many technological, geographical and project-related conditioning factors in simple electricity production that only with great difficulty can generation cost be standardised in a single parameter. But the economic design of electricity flows has wanted it that way. The hourly base price of electricity generated and discharged onto the grid is the same throughout the system. And given that renewable resources have to be given dispatching priority (because the raw material is free) together with nuclear production (because it is difficult to start up and shut down, there s the time variable again), the market mechanism which leads us to produce a kwh could be worth zero. Free? No, it is not free, it is worth zero but it doesn t cost zero you have to pay for it! Even renewables infrastructures had their investment costs and continue to have their operations & maintenance costs. So there is a condition in the economics of generation which, right at the outset, triggers the need to invent compensatory mechanisms for the imbalances it itself creates in the various plants and technologies. Issues arise to do with service (guaranteed power, reactive control, etc.) and with production (subsidies, efficiency bonuses, etc.) when collating the added values of generation which the fair market is incapable of recognising. Assigning a greater, 16

17 la producción (primas, complementos por eficiencia, etc.) para recoger los valores añadidos de una generación que el mercado igualitario es incapaz de reconocer. La asignación de una mayor, menor e incluso nula cuantía presupuestaria a las mismas es el objeto de las actuales medidas de la reforma del sector eléctrico. En cuanto a las redes, algunas tecnologías necesitan más que otras la existencia de las mismas pero es absurdo hoy pensar que ninguna pueda prescindir totalmente de ellas. Una nuclear requiere la conexión sí o sí a la red de transporte, la cogeneración normalmente a la distribución en media tensión, la fotovoltaica de pequeña potencia debe y puede resolverse fácilmente en baja tensión y es la más interesada, junto a la microcogeneración, en desarrollos de autoconsumo. Aún así, la relación entre tecnología de generación y requerimiento de red no se puede simplificar, ni mucho menos, con afirmaciones como las de este párrafo. La exigencia del usuario de tener siempre el recurso disponible solo puede resolverse con una red, incluso para el consumidor que quiera ser productor. Efectivamente, todos necesitamos la red, pero no igualmente quién debe asumir los costes de explotación de las redes? Otra vez la rotura de la actividad integrada al diseñar patrones económicos nos provoca descompensaciones en el reparto de los recursos a la vez que el interés colectivo disuelve las necesidades específicas. El resultado es que los consumidores no ven, en su punto frontera, un único precio de la electricidad. No me refiero a la competencia entre comercializadoras, sino a que un kwh producido no vale lo mismo que un kwh consumido: incluso el producido puede ser más caro que el consumido. El precio finalmente asignado a la energía depende del momento y de su sentido de circulación, lo que ha provocado que los autoproductores varíen la asignación de la electricidad generada respondiendo a las señales regulatorias (de precio y autorización) cambiando la interconexión eléctrica según convenga. Cuántos cogeneradores fueron motivados autoproductores para asegurarse el suministro y ser productores netos cuando la red estaba disponible, después tuvieron que volver a consumir parte de la electricidad y finalmente la vierten hoy toda a la red?. Para el usuario, esto ha significado un movimiento en un punto crítico al servicio de su cadena de producción (la acometida eléctrica); para la red, la no visualización en datos de la electricidad autoconsumida (no consta en registros, al no ser facturada por el sistema). Finalmente, si entramos en el terreno de la macroeconomía, hay costes y beneficios difíciles de cuantificar (por la falta de datos y modelos) como son la reducción de la dependencia energética y del impacto ambiental, la creación de empleo, la profesionalización del sector productivo de la sociedad (imprescindible para la eficiencia), en definitiva, lo que entendemos como contribución a la creación de riqueza. Gestionamos bien el valor técnico del servicio eléctrico? Así las cosas, con el reto de buscar un equilibrio en el sistema eléctrico, bien está detener la sangría del déficit, pero conviene no olvidar que este ha sido fruto de: una precaria planificación energética (faltó una regulación robusta para con las inversiones); de la confusión entre el reparto de costes y beneficios económicos ante tantas infraestructuras de diferente naturaleza tecnológica y, por qué no?, de colocar nuestra nueva capacidad de producción eficiente, cuando no autóctona y renovable, en el marco Europeo, que tanto la solicita desde sus orígenes a golpe de Tratados y Directivas. Sin interferir con el Estado de Derecho, la economía acertará cuando sepa entender el saber oculto que los ingenieros y otros profesionales técnicos hemos puesto en el diseño, construcción y explotación de unos sistemas que localmente benefician a unos, pero cuya eficiencia genera riqueza y bienestar para todos. Todavía nos queda por aprender y pensar lesser or even no budget to the same is the object of the current reform measures of the electricity sector. As far as the grids go, some technologies need their existence more than others, but it is absurd today to think that any could do entirely without them. A nuclear plant definitely requires a connection to the transport grid, CHP normally needs one to the MV distribution grid, small capacity PV should and can be solved in LV and has the most to gain, together with micro CHP, from developments in self-consumption. Even so, the relationship between generating technology and grid requirement cannot be simplified, nor anything approaching it, by declarations such as those contained in this paragraph. The user s requirement always to have the resource available can only be met by having a grid, even for the consumer who wants to be a producer. It is certainly true, we all need the grid, but not to the same degree, so who should bear the costs of operating the grids? Once again the break-up of the activity as a whole when we design economic templates gives us imbalances in the share-out of resources while collective interest waters down specific needs. The result is that consumers do not see, at its frontier point, a single price for electricity. I am not talking about the competition between sales agents, but that a kwh produced is not worth the same as a kwh consumed: the kwh produced may even be more expensive than the unit consumed. The price finally assigned to energy depends on the moment and on the direction it is going in, which has meant that self-producers vary the assignation of the electricity they generate in response to regulatory signals (as to price and authorisation), changing the electrical interconnection as it interests them. How many co-generators were motivated to be self-producers in order to ensure supply and be net producers when the grid was available, and then had to return to consuming part of the electricity and finally now discharge it all onto the grid? For the user, this has meant a movement at a critical point in aid of their production chain (the electricity link-up); for the grid, the non-visibility in terms of data of the self-consumed electricity (it doesn t appear in records, since it is not invoiced by the system). Finally, if we venture into the territory of macroeconomics, there are costs and benefits that are difficult to quantify (because of a lack of data and models) such as the reduction in energy dependence and the environmental impact, job creation, the professionalization of society s productive sector (essential for efficiency); in short, what we understand as contributing to wealth creation. Are we managing the electricity sector s technical value well? That is how things stand, with the challenge of looking for a balance in the electricity system, it is a good thing to stop the deficit bloodletting, but we would do well to remember that this has been the result of: a stop-start approach to energy planning (lack of robust regulation of investments); a confusion between the division of costs and profits in the face of so much infrastructure of such varying technological types; and, why not?, of positioning our new efficient production capability, at times produced in Spain and renewable, in the European framework, which has been asking for it ever since we have been a member, with countless treaties and directives. Without getting involved in the rule of law, the economy will do well when it knows how to understand the latent knowhow that engineers and other technical professionals have employed in the design, construction and operation of certain systems which at a local level benefit some, but whose efficiency generates wealth and wellbeing for all. There is still a lot for us to learn and think about Panorama Panorama 17

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19 EL GAS PARA UNA CIUDAD EFICIENTE Durante estos últimos años, el sector gasista ha desarrollado un gran número de nuevas aplicaciones destinadas a mejorar la calidad de vida de las ciudades. Unos entornos, donde cada vez tiene más importancia el respeto por el medio ambiente, la eficiencia y la reducción de costes. Una ciudad moderna debe ser capaz de conseguir una movilidad ecológica; implantar sistemas de climatización y refrigeración eficientes; desarrollar sistemas sostenibles de alumbrado público; también de aprovechamiento del agua; recuperar espacios para los ciudadanos; prolongar la vida útil de los servicios y productos al servicio del ciudadano; a la vez que incidir en el autoabastecimiento energético. Para ello es necesario recurrir a energías sostenibles, como es el caso del gas. Antoni Peris, Presidente de Sedigas La implantación de gas en diversos ámbitos urbanos supone ahorros del 30% en la utilización de calderas de condensación; del 50% en el coste de uso del vehículo privado y una reducción de hasta el 40% en el consumo de energía primaria, gracias a la implantación de cogeneraciones y microcogeneraciones. Adicionalmente, el gas es una energía que todavía tiene mucho potencial de crecimiento en las ciudades españolas. Alrededor del 76% de la población vive en municipios que tienen servicio de distribución de gas natural, pero solo el 32% de la población lo utiliza. Este potencial de crecimiento es posible gracias al aprovechamiento de una red de gas moderna y ya existente. Ahorros del 30% en calderas de condensación El sistema de calefacción de gas natural es uno de los sistemas más eficaces, limpios y baratos de los que existen actualmente. A través del funcionamiento de la caldera se distribuye, mediante un circuito de tubos, el agua caliente tanto a los radiadores que suministran calor, como a las tomas de agua caliente, ilimitada e instantánea, de baños y cocina. Entre las calderas existentes son especialmente recomendables las calderas de condensación, por ser las que alcanzan un mayor rendimiento energético superior al 100% y tener unas emisiones muy bajas, elemento que incide directamente en la calidad del aire de las ciudades. Esta tecnología, que permite unos ahorros del 30% en el precio del combustible, es aplicable a cualquier ámbito de la vida en una ciudad; en viviendas, hospitales, centros comerciales, educativos y deportivos, entre tantos otros. Las calderas de condensación, además, pueden constituirse como apoyo a las placas solares, asegurando la garantía de suministro al compensar la interrumpibilidad de la energía solar. El elemento medioambiental es básico, al favorecer una disminución del 40% en las emisiones de CO2, en relación con el gasóleo; del 99% en las de CO, en referencia al carbón y la biomasa, y al no emitir partículas de suspensión a la atmósfera. Con el fin de que el consumidor tenga un fácil acceso a estas calderas, desde Sedigas se propone el lanzamiento de un Plan de Renovación de Calderas de gasoil por gas canalizado. El objetivo es conseguir un triple impacto: ahorro en la factura energética del GAS FOR AN EFFICIENT CITY Over these last few years, the gas sector has developed a large number of new applications designed to improve the quality of life in our cities. These are surroundings where respect for the environment is becoming increasingly more important, as are efficiency and cost reduction. A modern city should be capable of achieving environmentally-aware mobility; implementing efficient temperature control systems; developing sustainable systems for street lighting; creating sustainable ways of using water carefully; restoring public spaces for its citizens; extending the useful life of products and services for civic service; at the same time as emphasising energy self-sufficiency. All these require the use of sustainable energies, such as gas. Antoni Peris, Chairman, Sedigas Installing gas in a range of urban settings results in 30% savings on the use of condensing boilers, 50% on the cost of using a private vehicle and a reduction of up to 40% on primary energy consumption, when CHP and micro CHP generation is used. Furthermore, gas is an energy which still has a lot of growth potential in Spanish cities. Around 76% of the Spanish population lives in towns with natural gas distribution, but only 32% of the population uses it. This potential for growth is possible if we use a modern gas network which already exists. Saving of 30% on condensing boilers Natural gas heating is one of the most efficient, cleanest and cheapest of the systems that currently exist. The boiler enables the hot water to travel through a piping circuit to radiators which supply heat, and also to outlets which provide hot water in unlimited quantities and instantly to bathrooms and kitchens. Of the boilers on the market, condensing boilers are particularly recommendable, since they have better energy performance over 100% - and very low emissions, a factor which has a direct impact on urban air quality. This technology, which allows us to save 30% on fuel costs, can be applied to any area of life in a city: in housing, hospitals, shopping centres, schools and sports facilities, among many others. Condensing boilers can also be used as a back-up for solar heating panels, to guarantee supply when solar energy is interrupted. The environmental factor is crucial, since it helps to take 40% off carbon dioxide emissions compared to gasoil; 99% in the case of carbon monoxide, compared to coal and biomass, since it does not emit suspended particles into the atmosphere. In order for the consumer to have easy access to these boilers, at Sedigas we are proposing the launch of a Boiler Renewal Plan to substitute piped gas for gasoil. The aim is to achieve a triple impact: a saving on the consumer s energy bill; improvement in the country s balance of payments by at least 274 million through having lower oil and oil-derivative imports; and better urban air quality. Another technology that is helpful in the temperature control of public housing and buildings is that behind gas heat pumps Gas natural. Movilidad Natural gas. Mobility 19

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